位云生 齊亞?wèn)| 賈成業(yè) 金亦秋 袁 賀

中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

0 引言

平臺(tái)化鉆井、工廠化多段大規(guī)模壓裂改造已成為目前頁(yè)巖氣效益開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)[1-3]。威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣田（以下簡(jiǎn)稱為威遠(yuǎn)區(qū)塊）處于長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)國(guó)家級(jí)頁(yè)巖氣示范區(qū)的范圍內(nèi)，構(gòu)造位置屬于四川盆地川中隆起區(qū)的川西南低陡褶帶，為一個(gè)大型穹窿背斜構(gòu)造[4]，構(gòu)造相對(duì)單一，地層分布穩(wěn)定，一定范圍內(nèi)儲(chǔ)層特征差異較小，但區(qū)塊內(nèi)甚至同一平臺(tái)各井之間的生產(chǎn)特征卻差異較大，目前對(duì)于該區(qū)氣井產(chǎn)量的主控因素和開(kāi)發(fā)工藝措施的有效性認(rèn)識(shí)尚不明確。為此，筆者選取該區(qū)塊內(nèi)的一個(gè)典型平臺(tái)——PT2平臺(tái)的6口水平井，通過(guò)研究各水平井的地質(zhì)與工程參數(shù)、生產(chǎn)規(guī)律，確定單井產(chǎn)量的主控因素，并結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，提出了開(kāi)發(fā)建議。

1 地質(zhì)特征與工程參數(shù)

1.1 地質(zhì)特征

威遠(yuǎn)區(qū)塊志留系龍馬溪組頁(yè)巖地層自下而上劃分為龍一段和龍二段，其中龍一段為主要目的層，龍一段自下而上又劃分為龍一1亞段和龍一2亞段，龍一1亞段自下而上又細(xì)分為4層，即龍層，含氣量均較高，但龍層巖石脆性礦物含量（硅質(zhì)、碳酸鹽、黃鐵礦）較低（表1），可壓性相對(duì)較差，因此確定龍這3層為優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段。奧陶系五峰組有效儲(chǔ)層在威遠(yuǎn)區(qū)塊不發(fā)育。

表1 威遠(yuǎn)區(qū)塊龍一1亞段各層巖石脆性礦物含量統(tǒng)計(jì)表

威遠(yuǎn)區(qū)塊志留系龍馬溪組龍一1亞段頁(yè)巖屬海相深水陸棚沉積環(huán)境，區(qū)域儲(chǔ)層地質(zhì)參數(shù)（優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖厚度、TOC、孔隙度、脆性指數(shù)等）在一定范圍內(nèi)穩(wěn)定分布，橫向變化較小[5]，如威202井與威204井井間距離為22 km，但兩口井優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段厚度分別為13.9 m和16.7 m，橫向變化率僅0.13 m/km。在一個(gè)平臺(tái)范圍內(nèi)，儲(chǔ)層地質(zhì)特征橫向上基本一致。

1.2 工程參數(shù)

威遠(yuǎn)區(qū)塊建產(chǎn)區(qū)為背斜構(gòu)造的一翼，水平井鉆井方向幾乎與埋深等值線垂直，因此普遍存在上半支井上傾、下半支井下傾的情況；上半支井工程施工難度較大，測(cè)試產(chǎn)量普遍低于下半支井；將目前氣井產(chǎn)量和臨界攜液流量進(jìn)行對(duì)比，認(rèn)為2017年10月之前投產(chǎn)的89口平臺(tái)井中有63口井存在不同程度的井底積液，且大部分為上半支井。以威遠(yuǎn)區(qū)塊PT2平臺(tái)6口井為例，該平臺(tái)PT2-1、2、3井為上半支水平井，PT2-4、5、6井為下半支水平井，各井主要壓裂改造參數(shù)及測(cè)試產(chǎn)氣量如圖1所示。另外，PT2-1、2、4井采用的壓裂液類型為滑溜水，PT2-3、5、6井采用的壓裂液類型為滑溜水＋線性膠；PT2-1、2、3井采用的支撐劑類型為樹(shù)脂覆膜砂，PT2-4、5、6井采用的支撐劑類型為陶粒。

圖1 PT2平臺(tái)6口井主要壓裂改造參數(shù)及測(cè)試產(chǎn)量對(duì)比圖

2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征分析

2.1 氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

由于鉆遇層位與工程參數(shù)的差異，威遠(yuǎn)區(qū)塊開(kāi)發(fā)平臺(tái)上、下半支井的產(chǎn)量與壓力變化差異較大[6-10]，同時(shí)，由于頁(yè)巖氣井壓裂入地液量較大，氣井在投產(chǎn)早期較長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)為帶液生產(chǎn)，返排液對(duì)氣井產(chǎn)量會(huì)產(chǎn)生較大影響[11]。以PT2平臺(tái)水平井為例，上半支3口水平井（PT2-1、2、3井）初期穩(wěn)產(chǎn)氣量和井口壓力均較低，初期穩(wěn)產(chǎn)氣量介于4.0×104～6.3×104m3/d，平均為4.8×104m3/d，初期套壓介于23.3～28.9 MPa，平均為25.8 MPa；產(chǎn)氣量月遞減率介于10.2%～19.4%，平均為14.7%；關(guān)井后壓力恢復(fù)速率較慢，介于0.39～0.52 MPa/d，平均為0.48 MPa/d。下半支水平井中PT2-4、5井初期穩(wěn)產(chǎn)氣量和井口壓力均較高，達(dá)到20×104m3/d以上，初期套壓在40 MPa上下，且產(chǎn)氣量遞減較慢，其月遞減率在9%左右；PT2-6井雖然初期穩(wěn)產(chǎn)氣量?jī)H6.5×104m3/d，但關(guān)井壓力恢復(fù)速率較快，達(dá)0.96 MPa/d。該平臺(tái)PT2-1、4井的生產(chǎn)曲線如圖2所示。

圖2 PT2-1、4井生產(chǎn)曲線圖

2.2 臨界攜液流量

由于頁(yè)巖氣井采用大液量進(jìn)行壓裂改造，因此在生產(chǎn)早期均為帶液生產(chǎn)，且水氣比較大，由于普遍采用油層套管進(jìn)行生產(chǎn)，由此帶來(lái)的攜液?jiǎn)栴}不容忽視。本文選用李閩模型[12-14]，以井口為參考點(diǎn)進(jìn)行臨界攜液流量的計(jì)算。

PT2平臺(tái)水平井產(chǎn)出氣體相對(duì)密度為0.568 4，水密度為1 030 kg/m3，油層套管內(nèi)徑為114.3 mm，井口溫度平均為310 K，氣水界面張力取0.06 N/m。根據(jù)李閩模型，計(jì)算不同套壓下的臨界攜液流量，連同PT2平臺(tái)6口水平井的套壓和產(chǎn)氣量數(shù)據(jù)，共同繪制于圖3。

圖3 PT2平臺(tái)6口井在不同套壓下產(chǎn)氣量與臨界攜液流量對(duì)比圖

2.3 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征差異原因分析

通過(guò)對(duì)PT2平臺(tái)6口水平井優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段的鉆遇情況、壓裂實(shí)施參數(shù)、實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及臨界攜液流量計(jì)算結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，分析各井產(chǎn)氣量及壓力存在差異的主要原因。

1）由于鉆遇儲(chǔ)層條件、壓裂規(guī)模存在明顯差異，導(dǎo)致氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)存在明顯差異。上半支PT2-1、2、3井的初期產(chǎn)氣量和套壓均較低，原因在于：①優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度介于526～937 m，平均僅707 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇率介于40.4%～63.3%，平均僅52.2%，可見(jiàn)這3口水平井鉆遇的優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段較短；②壓裂段長(zhǎng)度介于920～1 440 m，改造段數(shù)介于12～16段，加砂量介于1 265～1 718 t，平均加砂量1 533 t，支撐劑類型為樹(shù)脂覆膜砂，由于壓裂規(guī)模小造成儲(chǔ)層改造體積小、泄流區(qū)滲透性的改善效果有限，造成氣井初期產(chǎn)氣量和套壓低。同時(shí)，下半支PT2-6井的初期產(chǎn)氣量和套壓也較低，該井壓裂段長(zhǎng)度1 450 m，改造段數(shù)19段，加砂量1 766 t，支撐劑類型為陶粒，但該井優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度僅77 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇率僅5.1%。綜合判斷認(rèn)為PT2-6井壓裂規(guī)模較大，泄流區(qū)滲透性的改善效果較好，但由于靶體鉆遇的頁(yè)巖段大部分為非優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段，儲(chǔ)層物質(zhì)基礎(chǔ)較差，因此造成氣井初期產(chǎn)氣量和套壓均低。另外，下半支PT2-4、5井鉆遇優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段長(zhǎng)、壓裂規(guī)模較大，使得氣井產(chǎn)氣量較高，同時(shí)井底無(wú)積液。PT2-4、5井優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度分別為1 486 m和1 578 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇率均高達(dá)90%以上，壓裂段長(zhǎng)度分別為1 565 m和1 600 m，壓裂段數(shù)分別為19段和20段，平均加砂量為2 160 t，支撐劑類型為陶粒，由于鉆遇優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段較長(zhǎng)，且壓裂規(guī)模較高，初期產(chǎn)氣量和套壓均較高，產(chǎn)氣量都高于臨界攜液流量。

2）由關(guān)井套壓恢復(fù)速率推斷，PT2-1、2、3井泄流區(qū)滲透性較差，又由于產(chǎn)氣量一直低于臨界攜液流量，導(dǎo)致井底存在積液，且上半支PT2-1、2、3井由于軌跡上傾導(dǎo)致井底積液位于水平井跟端附近（圖4），進(jìn)一步增加套壓恢復(fù)難度；下半支PT2-6井泄流區(qū)滲透性較好，盡管該井產(chǎn)氣量一直低于臨界攜液流量，但由于軌跡下傾，積液位于水平井趾端附近（圖4），因此套壓恢復(fù)較容易。

3 單井產(chǎn)氣量的主要影響因素

圖4 PT2平臺(tái)6口水平井軌跡和積液示意圖

針對(duì)頁(yè)巖氣井產(chǎn)氣量受到地質(zhì)與工程因素的共同影響，很多學(xué)者已進(jìn)行了相關(guān)探討[15-20]。其中，儲(chǔ)層橫向特征變化較小，垂向特征差異較大，是頁(yè)巖氣井開(kāi)發(fā)效果差異的主要因素。威遠(yuǎn)區(qū)塊水平井目標(biāo)靶體位置不斷優(yōu)化、下移，目前的靶體位置為龍馬溪組底部的龍一11小層碳質(zhì)頁(yè)巖段，含氣量和壓力系數(shù)最高，通過(guò)水平井多段大規(guī)模壓裂改造，可獲得較高的單井產(chǎn)量。但實(shí)際鉆井過(guò)程中，由于目標(biāo)層位厚度較?。? m左右）、地層傾角的小幅變化和鉆井導(dǎo)向的精度限制，實(shí)際水平井靶體位置有一定變化。另外，從試采動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)果看，垂向最大水力壓裂縫縫高約40 m，有效支撐縫縫高介于10～15 m。綜合判斷，認(rèn)為壓裂改造后的水平井垂向上可以動(dòng)用優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段。因此，本文采用優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度作為分析影響單井產(chǎn)氣量的主要地質(zhì)因素。

在鉆遇優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段的前提下，水平井壓裂段長(zhǎng)度決定了沿水平井筒方向打開(kāi)儲(chǔ)層的范圍。在壓裂段內(nèi)，通過(guò)優(yōu)化段數(shù)/簇?cái)?shù)，并采用“千方砂＋萬(wàn)方液”進(jìn)行大規(guī)模壓裂改造，構(gòu)建復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，形成有效的氣體滲流通道，從而增大泄氣面積，提高改造區(qū)儲(chǔ)層滲透性[9]，獲得高產(chǎn)氣井。可見(jiàn)，水平井壓裂段長(zhǎng)度、改造段數(shù)/簇?cái)?shù)和加砂量是影響水平井產(chǎn)氣量的主要工程因素。

從PT2平臺(tái)6口井的數(shù)據(jù)來(lái)看，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度、水平井壓裂段長(zhǎng)度、改造段數(shù)、單井加砂量與測(cè)試產(chǎn)氣量之間有明顯的正相關(guān)關(guān)系（圖5）。同時(shí)，上半支井的產(chǎn)量低于下半支井，這是威遠(yuǎn)區(qū)塊的一個(gè)普遍規(guī)律。原因在于以下3個(gè)方面：①威遠(yuǎn)區(qū)塊上半支水平井軌跡上傾，井眼軌跡的控制和隨鉆導(dǎo)向整體效果不如下半支水平井；②射孔槍和壓裂分段橋塞是通過(guò)電纜下入井下，主要靠水動(dòng)力輸送，在上半支水平井易造成完井和壓裂工具下入困難，因此，導(dǎo)致上半支水平井的井筒完整性和壓裂段數(shù)不及下半支水平井；③由于滑溜水?dāng)y砂能力有限，采用滑溜水與陶粒的壓裂液與支撐劑組合，上半支水平井支撐劑泵送較為困難，造成加砂量一般比下半支水平井少。另外，支撐劑類型對(duì)產(chǎn)量的影響還需要更多井的數(shù)據(jù)進(jìn)行論證。

圖5 PT2平臺(tái)6口水平井在主要地質(zhì)、工程參數(shù)與測(cè)試產(chǎn)氣量散點(diǎn)圖

4 開(kāi)發(fā)建議

基于威遠(yuǎn)區(qū)塊PT2平臺(tái)6口水平井鉆遇優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段的情況、壓裂規(guī)模及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，提出以下開(kāi)發(fā)建議。

1）由于頁(yè)巖氣井鉆完井及壓裂施工費(fèi)用較高，需采用平臺(tái)化布井模式，現(xiàn)場(chǎng)施工采用“大兵團(tuán)、工廠化”的作業(yè)模式，同時(shí)加強(qiáng)對(duì)各技術(shù)環(huán)節(jié)的把控，提升施工效率，盡可能降低單井投資。對(duì)平臺(tái)上的每口井，都應(yīng)將水平井靶體位置控制在優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段內(nèi)，同時(shí)保證水平井井筒完整性和壓裂段長(zhǎng)度，且盡可能增加改造段簇?cái)?shù)和加砂規(guī)模，提高單井產(chǎn)氣量。如PT2-4、5井，由于鉆遇優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段長(zhǎng)，且鉆完井及壓裂作業(yè)均成功實(shí)施，單井累產(chǎn)氣量預(yù)計(jì)可達(dá)到1×108m3左右。

2）針對(duì)低產(chǎn)井，建議采用小油管（油管內(nèi)徑小于等于62 mm）生產(chǎn)；對(duì)于平臺(tái)上半支低產(chǎn)井，應(yīng)盡早采取排水采氣措施，如PT2-1、2、3井井底積液位于水平段跟端附近，由于壓裂液量是有限的，可采用橇裝式排水采氣工具和措施[21-22]，釋放氣井產(chǎn)能，恢復(fù)氣井產(chǎn)量；對(duì)于平臺(tái)下半支低產(chǎn)井，應(yīng)放壓生產(chǎn)，使氣井盡量保持較高的產(chǎn)氣量，防止井底過(guò)早積液，如PT2-6井，井底積液位于水平段趾端附近，實(shí)施排水采氣工藝難度較大，建議進(jìn)行放壓生產(chǎn)。

以上建議已在威遠(yuǎn)區(qū)塊的開(kāi)發(fā)中得到推廣應(yīng)用，指導(dǎo)了后續(xù)類似平臺(tái)的有效開(kāi)發(fā)。今后，還需在現(xiàn)場(chǎng)錄取并完善更多的動(dòng)態(tài)資料以更全面、深入地分析頁(yè)巖氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，進(jìn)一步優(yōu)化威遠(yuǎn)區(qū)塊頁(yè)巖氣的開(kāi)發(fā)技術(shù)。

5 結(jié)論

1）實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣井的高產(chǎn)，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖段鉆遇長(zhǎng)度是物質(zhì)保障，水平壓裂段長(zhǎng)度、改造段數(shù)/簇?cái)?shù)和加砂量是主要的工程因素。

2）頁(yè)巖氣井的產(chǎn)氣量除受鉆遇儲(chǔ)層品質(zhì)及壓裂改造效果的影響外，還受地層中返排壓裂液的影響，返排液體對(duì)井筒舉升提出了要求。若氣井產(chǎn)氣量低于臨界攜液流量，井底存在積液，在分析井口產(chǎn)量和壓力時(shí)不容忽視。

3）對(duì)于低產(chǎn)井，建議采用小油管生產(chǎn)（油管內(nèi)徑小于等于62 mm），對(duì)于上半支低產(chǎn)井，應(yīng)及早采取橇裝式排水采氣工具和措施以釋放氣井產(chǎn)能，對(duì)于下半支低產(chǎn)井，應(yīng)放壓生產(chǎn)，防止井底過(guò)早積液。